BR112014005469B1

BR112014005469B1 - drilling method for a borehole and apparatus for use in a borehole at the bottom of the well

Info

Publication number: BR112014005469B1
Application number: BR112014005469-0A
Authority: BR
Inventors: Ingo Roders; Thorsten Regener
Original assignee: Baker Hughes Incorporated
Priority date: 2011-09-09
Filing date: 2012-08-30
Publication date: 2021-03-02
Also published as: GB2510730A; NO347307B1; GB2510730B; SA112330822B1; NO20140265A1; US9103180B2; WO2013036433A1; BR112014005469A2; US20130062124A1; GB201406265D0

Abstract

MÉTODO DE PERFURAÇÃO UM FURO DE POÇO E APARELHO PARA USO EM UM FURO DE POÇO NO FUNDO DO POÇO. A presente invenção se refere em um aspecto, a um método de perfuração um furo de poço, cujo método, em uma modalidade, inclui as características de perfuração do furo de poço com uma coluna de perfuração que inclui um dispositivo de desvio (100) tendo uma passagem (101) de fluido através do mesmo ao fornecer um fluido (104) através do dispositivo de desvio (100), em que o fluido de perfuração circula para a superfície por meio de um anel entre a coluna de perfuração e o furo de poço; que definem um período de tempo (tempo de travamento); iniciar um parâmetro de perfuração selecionado; detectar no fundo do poço o parâmetro de perfuração selecionado e um de segundo coeficiente de fluxo e um diferencial de pressão; e ativar o dispositivo de desvio (100) quando o parâmetro de perfuração selecionado e um de segundo coeficiente de fluxo e o diferencial de pressão estão presentes durante o período de tempo definido para desviar a porção do fluido de perfuração a partir do dispositivo de desvio (100) para o anel. Em um aspecto, o parâmetro de perfuração selecionado é rotação (...).DRILLING METHOD A WELL HOLE AND APPLIANCE FOR USE IN A WELL HOLE AT THE WELL BACKGROUND. The present invention relates in one aspect to a method of drilling a well hole, the method of which, in one embodiment, includes the characteristics of drilling the well hole with a drilling column that includes a bypass device (100) having a fluid passage (101) through it when supplying a fluid (104) through the by-pass device (100), in which the drilling fluid flows to the surface through a ring between the drilling column and the drilling hole pit; that define a period of time (lock-up time); start a selected drilling parameter; detect at the bottom of the well the selected drilling parameter and a second flow coefficient and a pressure differential; and activating the bypass device (100) when the selected drilling parameter and a second flow coefficient and pressure differential are present during the defined time period to divert the drilling fluid portion from the bypass device ( 100) for the ring. In one aspect, the selected drilling parameter is rotation (...).

Description

Background of the invention Field of invention

[0001] A presente invenção se refere a aparelhos e métodos para desviar fluido em aplicações de ferramenta de fundo do poço.[0001] The present invention relates to apparatus and methods for diverting fluid in downhole tool applications.

Background

[0002] Furos de poço são perfurados nas formações de terra usando uma coluna de perfuração para produzir hidrocarbonetos (petróleo e gás) a partir de reservatórios subterrâneos. Os poços são em geral completados ao se dispor um revestimento (também referido aqui como um "revestimento" ou "elemento tubular de perfuração") no furo de poço. O espaçamento entre o revestimento e o furo de poço dentro (referido como o "anel") é então preenchido com cimento. O revestimento é perfurado para permitir que os hidrocarbonetos fluam a partir dos reservatórios para a superfície por meio de equipamento de produção instalado dentro do revestimento. Alguns poços são perfurados com colunas de perfuração que também incluem um revestimento. As referidas colunas de perfuração incluem uma coluna externa que é produzida com o revestimento. A coluna interna é tipicamente uma coluna de perfuração que inclui uma ponta de broca, um conjunto de fundo do poço e um dispositivo de orientação. A coluna interna é disposta dentro da coluna externa e firmemente fixada na mesma em um local adequado. A ponta de broca piloto, o conjunto de fundo do poço e o dispositivo de orientação se estendem adiante do revestimento para perfurar um poço desviado. Para perfurar um furo de poço com a referida coluna de perfuração, um fluido de perfuração (também referido como "lama") é fornecido para a coluna interna. O fluido de perfuração descarrega no fundo da ponta de broca piloto e retorna por meio do anel para a superfície. Durante a perfuração, não só a ponta de broca piloto mas também o escareador desintegram a formação rochosa em pequenas peças referidas como o cascalho, que flui com o fluido de circulação para a superfície por meio do anel entre o revestimento e a parede do furo de poço. Em determinados casos e particularmente em poços altamente desviados, o cascalho tende a assentar no lado mais baixo do furo de poço e a taxa de fluxo do fluido de circulação não é adequada para fazer com que o cascalho flua de modo eficiente para a superfície. Em outros casos, é desejado se reduzir a pressão no fundo do furo de poço, referida como densidade de circulação equivalente ("ECD").[0002] Wellheads are drilled into earth formations using a drilling column to produce hydrocarbons (oil and gas) from underground reservoirs. Wells are generally completed by having a coating (also referred to herein as a "coating" or "tubular drilling element") on the well bore. The spacing between the liner and the well hole inside (referred to as the "ring") is then filled with cement. The liner is perforated to allow hydrocarbons to flow from the reservoirs to the surface using production equipment installed within the liner. Some wells are drilled with drill columns that also include a liner. Said drilling columns include an external column that is produced with the coating. The internal column is typically a drill column that includes a drill bit, a well-bottom assembly and a guidance device. The internal column is arranged inside the external column and firmly fixed to it in a suitable location. The pilot drill tip, downhole assembly and guidance device extend ahead of the casing to drill a bypassed well. To drill a well hole with said drilling column, a drilling fluid (also referred to as "mud") is provided for the internal column. The drilling fluid discharges to the bottom of the pilot drill tip and returns through the ring to the surface. During drilling, not only the pilot drill tip but also the reamer disintegrate the rock formation in small pieces referred to as gravel, which flows with the circulation fluid to the surface through the ring between the liner and the wall of the borehole. pit. In certain cases and particularly in highly deviated wells, the gravel tends to settle on the lower side of the well bore and the flow rate of the circulating fluid is not adequate to make the gravel flow efficiently to the surface. In other cases, it is desired to reduce the pressure at the bottom of the well hole, referred to as equivalent circulation density ("ECD").

[0003] A invenção aqui proporciona aparelhos e métodos para perfuração furo de poço ao mesmo tempo da limpeza do orifício e para o controle da ECD.[0003] The invention here provides apparatus and methods for drilling a borehole well while cleaning the orifice and for controlling the ECD.

Summary of the invention

[0004] Em um aspecto, a invenção proporciona um método de perfuração de um furo de poço, cujo método, em uma modalidade, inclui as características de perfuração do furo de poço com uma coluna de perfuração que inclui um dispositivo de desvio tendo uma passagem de fluido através do mesmo ao fornecer um fluido através do dispositivo de desvio, em que o fluido de perfuração circula para a superfície por meio de um anel entre a coluna de perfuração e o furo de poço; que definem um período de tempo (tempo de travamento); iniciar um parâmetro de perfuração selecionado; detectar no fundo do poço o parâmetro de perfuração selecionado e uma da segunda taxa de fluxo e uma pressão diferencial; e ativar o dispositivo de desvio quando o parâmetro de perfuração selecionado e uma da segunda taxa de fluxo e a pressão diferencial estão presentes durante o período de tempo definido para desviar a porção do fluido de perfuração a partir do dispositivo de desvio para o anel. Em um aspecto, o parâmetro de perfuração selecionado é rotação de um membro associado com o dispositivo de desvio.[0004] In one aspect, the invention provides a method of drilling a well hole, the method of which, in one embodiment, includes the characteristics of drilling the well hole with a drilling column that includes a bypass device having a passage of fluid through it when supplying a fluid through the bypass device, in which the drilling fluid circulates to the surface by means of a ring between the drilling column and the well hole; that define a period of time (lock-up time); start a selected drilling parameter; detect at the bottom of the well the selected drilling parameter and one of the second flow rate and a differential pressure; and activating the bypass device when the selected drilling parameter and one of the second flow rate and differential pressure are present during the defined time period to divert the drilling fluid portion from the bypass device to the ring. In one aspect, the selected drilling parameter is rotation of a member associated with the bypass device.

[0005] Em outro aspecto, um aparelho para uso em um furo de poço é proporcionado o qual em uma modalidade pode incluir um dispositivo de desvio tendo uma passagem. Em um aspecto, o dispositivo de desvio é configurado para passar um fluido fornecido ao mesmo através da passagem quando o mesmo está em uma posição fechada e desvia a porção do fluido a um anel entre o dispositivo de desvio e o furo de poço quando o mesmo está em uma posição aberta. Os aparelhos adicionalmente incluem um primeiro sensor configurado para determinar um de uma taxa de fluxo e uma pressão diferencial entre o fluido no dispositivo de desvio e o anel, um segundo sensor configurado para determinar um parâmetro selecionado, e um controlador configurado para abrir o dispositivo de desvio para desviar pelo menos uma porção do fluido a partir do dispositivo de desvio para o anel quando o parâmetro selecionado e uma de taxa de fluxo e pressão diferencial ocorrem dentro de um período de tempo selecionado.[0005] In another aspect, an apparatus for use in a borehole is provided which in one embodiment may include a bypass device having a passage. In one aspect, the bypass device is configured to pass a fluid supplied to it through the passage when it is in a closed position and diverts the portion of the fluid to a ring between the bypass device and the well bore when it is in a closed position. is in an open position. The apparatus additionally includes a first sensor configured to determine a flow rate and a differential pressure between the fluid in the bypass device and the ring, a second sensor configured to determine a selected parameter, and a controller configured to open the device. diversion to divert at least a portion of the fluid from the diversion device to the ring when the selected parameter and one of the flow rate and differential pressure occur within a selected period of time.

[0006] Exemplos de determinadas características dos aparelhos e método descritos aqui estão resumidos de forma relativamente ampla de modo que a invenção detalhada dos mesmos que segue pode ser melhor entendida. Há, evidentemente, características adicionais dos aparelhos e método descritos daqui em diante que formarão o sujeito das reivindicações.[0006] Examples of certain characteristics of the apparatus and method described here are summarized relatively broadly so that the detailed invention of the same that follows can be better understood. There are, of course, additional features of the apparatus and method described hereinafter that will form the subject of the claims.

Invention of Drawings

[0007] Para um entendimento detalhado da presente invenção,referências devem ser feitas à invenção detalhada a seguir, tomada em conjunto com os desenhos em anexo, nos quais elementos similares foram atribuídos com os mesmos numerais e em que:[0007] For a detailed understanding of the present invention, references should be made to the following detailed invention, taken in conjunction with the attached drawings, in which similar elements have been assigned with the same numerals and in which:

[0008] A FIG. 1 é uma vista plana de uma válvula de desvio em uma posição fechada produzida de acordo com uma modalidade da invenção;[0008] FIG. 1 is a plan view of a bypass valve in a closed position produced in accordance with an embodiment of the invention;

[0009] A FIG. 2 é uma vista plana da válvula de desvio mostrada na FIG. 1 em uma posição aberta, de acordo com uma modalidade da invenção;[0009] FIG. 2 is a plan view of the bypass valve shown in FIG. 1 in an open position, according to an embodiment of the invention;

[0010] A FIG. 2A é uma vista plana de uma válvula de desvio mostrada na FIG. 1 que utiliza um mecanismo alternativo para ativar e desativar a válvula de desvio;[0010] FIG. 2A is a plan view of a bypass valve shown in FIG. 1 that uses an alternative mechanism to activate and deactivate the bypass valve;

[0011] A FIG. 3 é um gráfico que mostra um sinal de pressão diferencial e um sinal rotacional os quais em combinação podem ser utilizados para abrir a válvula da FIG. 1, de acordo com um método da invenção;[0011] FIG. 3 is a graph showing a differential pressure signal and a rotational signal which in combination can be used to open the valve of FIG. 1, according to a method of the invention;

[0012] A FIG. 4 é um gráfico que mostra os sinais de pressão diferencial dentro de uma zona de tempo selecionada que pode ser utilizada para abrir a válvula da FIG. 1, de acordo com outro método da invenção; e[0012] FIG. 4 is a graph showing the differential pressure signals within a selected time zone that can be used to open the valve of FIG. 1, according to another method of the invention; and

[0013] A FIG. 5 é um exemplo de coluna de perfuração que pode incorporar o dispositivo de desvio para desviar a porção do fluido de perfuração a partir de dentro da coluna de perfuração a um anel entre a coluna de perfuração e o furo de poço.[0013] FIG. 5 is an example of a drill string that can incorporate the bypass device to divert the drilling fluid portion from within the drill string to a ring between the drill string and the well hole.

Detailed invention

[0014] A FIG. 1 é um desenho de um dispositivo de desvio de fluido 100 (também referido aqui como o "dispositivo de desviador de fluxo") em uma posição fechada, produzido de acordo com uma modalidade da invenção. Em aspectos, o dispositivo de desvio 100 tem uma passagem 101 que permite que um fluido 104, tal como fluido de perfuração fornecido para a superfície, passe através do mesmo. O dispositivo de desvio 100 inclui um corpo 102 que aloja uma válvula de desvio 110 a qual em uma posição aberta (também referida aqui como a posição "ativada") permite que a porção do fluido 104 flua a partir de dentro do dispositivo de desvio 100 para um local fora do dispositivo de desvio, tal como o anel entre o dispositivo de desvio um furo de poço. O dispositivo de desvio 100 adicionalmente inclui uma unidade hidráulica 130 configurada para abrir e fechar a válvula de desvio 110 e um circuito de controle (também referido aqui como o "controlador") 150 configurado para controlar a operação da unidade hidráulica 130 em resposta a um ou mais parâmetros de interesse. Em aspectos, a válvula de desvio 110 inclui bocais de desvio 112 os quais, em uma posição aberta, permite que uma porção do fluido 104 flua a partir de dentro da válvula de desvio 110 para fora da válvula de desvio 110. A válvula de desvio 110 adicionalmente inclui uma manga de desvio (ou manga) 114 que é lançada contra uma base de válvula de desvio (ou base) 116 por um membro de orientação 118, tal como uma mola. A unidade hidráulica 130 inclui um reservatório ou fonte de fluido 132 que contém um fluido 133, cujo fluido pode ser um fluido substancialmente não compressível, tal como petróleo. O fluido 133 no reservatório 132 está em comunicação de fluido com a manga 114 por meio de uma linha de fluido 134. Um dispositivo de controle de fluxo 140, tal como uma válvula de duas vias, na linha de fluido 134 controla o fluxo do fluido 133 entre a válvula de desvio 110 e o reservatório 132. O circuito de controle 150, em aspectos, pode incluir dispositivos eletrônicos principais 160 e uma fonte de força, tal como uma bateria. Um par de sensores de pressão P1 e P2 associados com o dispositivo de desvio 100 respectivamente proporcionam sinais relativos à pressão do fluido 104 dentro de e o meio fora do dispositivo de desvio 110, cuja informação pode ser usada para determinar a taxa de fluxo do fluido através da válvula de desvio 114 e/ou pressão diferencial entre o lado de dentro e o lado de fora do dispositivo de desvio 110 e/ou para determinar a presença de variações na pressão ou fluxo de fluido 104 que flui através do dispositivo de desvio 100. Em aspectos, as variações de pressão podem ser induzidas no fluido 104 na superfície por um dispositivo adequado, incluindo, mas não limitado a, uma bomba de lama, válvula de desvio de fluido na linha de fornecimento de fluido 104 para o dispositivo de desvio 100 e outro dispositivo que induz pulsos de pressão no fluido (referida aqui como a "dispositivos de pulso"). Os referidos dispositivos de pulso podem incluir um dispositivo de pulso giratório, um dispositivo de pulso oscilante, um dispositivo de pulso do tipo de cabeçote móvel, etc. Um sensor de pressão diferencial ou outro dispositivo pode também ser utilizado para determinar a pressão diferencial entre o lado de dentro e o lado de fora do dispositivo de desvio 110. Os acelerômetros A1 e A2 são proporcionados para determinar a rotação do dispositivo de desvio 100 ou outro membro associado com o mesmo, tal como um conjunto de perfuração acoplado ao dispositivo de desvio 110 ou a perfuração. Qualquer outro dispositivo pode também ser utilizado para determinar a rotação, tal como sensores de efeito Hall, sensores magneticamente codificados, etc. O circuito de controle 160 pode incluir um circuito 162 para receber sinais a partir dos sensores, tais como os sensores P1, P2, A1 e A2, condicionar os referidos sinais (tal como por pré-amplificação dos sinais analógicos gerados pelos sensores) e digitalizar os sinais condicionados. O circuito de controle 160 pode adicionalmente incluir um processador 164, tal como o microprocessador, um dispositivo de armazenamento 166, tal como uma memória de estado sólido e programas e instruções 168, acessível ao processador 164 para processamento dos sinais digitalizados e controlar a operação da válvula 114 para controlar a operação da válvula de desvio 110. A abertura e o fechamento da válvula de desvio 110 é descrita com referência às FIGS. 2-4.[0014] FIG. 1 is a drawing of a fluid bypass device 100 (also referred to herein as the "flow diverter device") in a closed position, produced in accordance with an embodiment of the invention. In aspects, the bypass device 100 has a passage 101 that allows a fluid 104, such as drilling fluid supplied to the surface, to pass through it. The bypass device 100 includes a body 102 which houses a bypass valve 110 which in an open position (also referred to herein as the "activated" position) allows the fluid portion 104 to flow from within the bypass device 100 to a location outside the bypass device, such as the ring between the bypass device and a borehole. The bypass device 100 additionally includes a hydraulic unit 130 configured to open and close the bypass valve 110 and a control circuit (also referred to here as the "controller") 150 configured to control the operation of the hydraulic unit 130 in response to a or more parameters of interest. In aspects, the bypass valve 110 includes bypass nozzles 112 which, in an open position, allow a portion of the fluid 104 to flow from within the bypass valve 110 out of the bypass valve 110. The bypass valve 110 additionally includes a bypass sleeve (or sleeve) 114 that is thrown against a bypass valve base (or base) 116 by an orientation member 118, such as a spring. Hydraulic unit 130 includes a reservoir or fluid source 132 that contains a fluid 133, the fluid of which may be a substantially non-compressible fluid, such as oil. Fluid 133 in reservoir 132 is in fluid communication with sleeve 114 via a fluid line 134. A flow control device 140, such as a two-way valve, in fluid line 134 controls fluid flow 133 between the bypass valve 110 and the reservoir 132. The control circuit 150, in aspects, may include main electronic devices 160 and a power source, such as a battery. A pair of pressure sensors P1 and P2 associated with the bypass device 100 respectively provide signals relative to the fluid pressure 104 inside and the medium outside of the bypass device 110, whose information can be used to determine the flow rate of the fluid bypass valve 114 and / or differential pressure between the inside and outside of the bypass device 110 and / or to determine the presence of variations in the pressure or flow of fluid 104 flowing through the bypass device 100 In aspects, pressure variations can be induced in fluid 104 on the surface by a suitable device, including, but not limited to, a mud pump, fluid bypass valve in the fluid supply line 104 for the bypass device 100 and another device that induces pressure pulses in the fluid (referred to here as "pulse devices"). Said pulse devices may include a rotating pulse device, an oscillating pulse device, a tailstock type pulse device, etc. A differential pressure sensor or other device can also be used to determine the differential pressure between the inside and outside of the bypass device 110. Accelerometers A1 and A2 are provided to determine the rotation of the bypass device 100 or another member associated therewith, such as a drilling assembly coupled to the bypass device 110 or the drilling. Any other device can also be used to determine the rotation, such as Hall effect sensors, magnetically encoded sensors, etc. The control circuit 160 can include a circuit 162 for receiving signals from the sensors, such as sensors P1, P2, A1 and A2, conditioning said signals (such as by pre-amplifying the analog signals generated by the sensors) and digitizing conditioned signals. The control circuit 160 may additionally include a processor 164, such as the microprocessor, a storage device 166, such as a solid-state memory and programs and instructions 168, accessible to processor 164 for processing the digitized signals and controlling the operation of the valve 114 to control the operation of the bypass valve 110. The opening and closing of the bypass valve 110 is described with reference to FIGS. 2-4.

[0015] A FIG. 2 é um desenho da válvula de desvio mostrada na FIG. 1 em uma posição aberta, de acordo com uma modalidade da invenção. Para desviar ou derivar a porção 204 do fluido 104 que flui através do dispositivo de desvio 100, o circuito de controle 160 em resposta a um ou mais parâmetros de interesse faz com que a válvula 140 se abra, o que faz com que o fluido 133 flua sob pressão a partir do reservatório 132 para o fluido câmara 122. O fluido que entra na câmara 122 faz com que um pistão 120 comprima o membro de orientação 118, que move a manga 114 em afastamento a partir da base 116, que abre ou ativa a válvula de desvio 110 e permite que a porção 204 do fluido 104 passe para o fora do dispositivo de desvio 100. As dimensões internas da passagem 101 dentro da válvula de desvio 110 podem ser configuradas de modo que a quantidade do fluido de desvio 204 depende da taxa de fluxo do fluido 104 fornecida a partir da superfície. O fechamento ou a desativação da válvula 140 libera a pressão no pistão 120 aplicada pelo fluido 133 a partir da câmara 122, que permite que o membro de orientação 118 mova o pistão 120 e assim a manga 114 em direção da base 116 que fecha a válvula de desvio 110. Em outro aspecto, a unidade hidráulica 130 pode incluir uma bomba operada por um motor configurado para bombear o fluido 133 dentro da câmara 122 para desviar de modo controlável o fluido de perfuração 104 a partir do dispositivo de desvio 110. Em aspectos, a válvula 140 pode ser qualquer dispositivo de controle de fluido de duas vias, tal como uma válvula solenoide 240 mostrada na FIG. 2.[0015] FIG. 2 is a drawing of the bypass valve shown in FIG. 1 in an open position, according to an embodiment of the invention. To bypass or bypass portion 204 of fluid 104 flowing through the bypass device 100, control circuit 160 in response to one or more parameters of interest causes valve 140 to open, which causes fluid 133 flow under pressure from the reservoir 132 to the chamber fluid 122. The fluid entering the chamber 122 causes a piston 120 to compress the guide member 118, which moves the sleeve 114 away from the base 116, which opens or activates bypass valve 110 and allows portion 204 of fluid 104 to pass out of bypass device 100. The internal dimensions of passage 101 within bypass valve 110 can be configured so that the amount of bypass fluid 204 depends on the flow rate of the fluid 104 supplied from the surface. Closing or deactivating valve 140 releases pressure on piston 120 applied by fluid 133 from chamber 122, which allows guiding member 118 to move piston 120 and thus sleeve 114 toward base 116 which closes the valve bypass 110. In another aspect, hydraulic unit 130 may include a pump operated by a motor configured to pump fluid 133 into chamber 122 to controllably divert drilling fluid 104 from bypass device 110. In aspects , valve 140 can be any two-way fluid control device, such as a solenoid valve 240 shown in FIG. two.

[0016] A FIG. 2A é uma vista plana de um dispositivo de desvio 100a, similar ao dispositivo de desvio 100 mostrado na figura1, que utiliza um mecanismo alternativo para ativar e desativar a válvula de desvio 110a. O dispositivo de desvio 100a inclui um reservatório de petróleo 132a que tem a pressão compensada pela pressão do anel. O reservatório de petróleo, portanto, está a uma pressão mais baixa do que a pressão dentro do dispositivo de desvio 100a criada pelo fluido 104 que flui através do dispositivo de desvio 100a. Nessa configuração, o pistão 120 é orientado pela pressão do fluido 104 que flui através da válvula de desvio 110a, que é mais alta do que a pressão do anel que age no reservatório 132a. Para fechar ou desativar a válvula de desvio 110a, petróleo 133 a partir do reservatório 132 é bombeado sob pressão dentro da câmara 118a contendo o membro de orientação 118 por meio da linha 134a, enquanto a válvula de duas vias 140 está aberta (ativada). Isso faz com que o pistão 104 se mova para a posição mais a direita (como mostrado na FIG. 2A), que move a válvula de desvio manga 114 contra a base de válvula de desvio 116, desse modo fechando a válvula de desvio 110a. A válvula de duas vias 140 é então fechada (desativada), o que evita que o fluido na câmara 118a se mova dentro do reservatório 132a, o que mantém a manga 116 lançada contra a base de válvula de desvio. Quando a válvula de duas vias 140 é aberta, a alta pressão dentro da válvula de desvio 101a que atua no pistão 120 move o pistão 120 e assim a manga de desvio 114 para a esquerda (em afastamento a partir da base de desvio 116), desse modo abrindo a válvula de desvio 110a.[0016] FIG. 2A is a plan view of a bypass device 100a, similar to the bypass device 100 shown in Figure 1, which uses an alternative mechanism to activate and deactivate bypass valve 110a. The bypass device 100a includes an oil reservoir 132a that has the pressure compensated by the pressure of the ring. The oil reservoir, therefore, is at a lower pressure than the pressure within the bypass device 100a created by the fluid 104 flowing through the bypass device 100a. In this configuration, the piston 120 is guided by the pressure of the fluid 104 flowing through the bypass valve 110a, which is higher than the pressure of the ring acting on the reservoir 132a. To close or disable the bypass valve 110a, oil 133 from the reservoir 132 is pumped under pressure into the chamber 118a containing the guidance member 118 via line 134a, while the two-way valve 140 is open (activated). This causes the piston 104 to move to the rightmost position (as shown in FIG. 2A), which moves the bypass valve 114 against the bypass valve base 116, thereby closing the bypass valve 110a. The two-way valve 140 is then closed (deactivated), which prevents the fluid in chamber 118a from moving into reservoir 132a, which keeps sleeve 116 thrown against the bypass valve base. When the two-way valve 140 is opened, the high pressure inside the bypass valve 101a acting on piston 120 moves the piston 120 and thus the bypass sleeve 114 to the left (away from the bypass base 116), thereby opening the bypass valve 110a.

[0017] Ainda com referência às FIGS. 1, 2 e 2A, em aspectos, aválvula de desvio 110 ou 110a pode ser aberta e fechada repetidamente durante o uso do dispositivo de desvio 100 no fundo do poço. A válvula de desvio 110 ou 110a pode ser aberta e fechada usando um ou mais parâmetros ou características. Em uma configuração particular, os parâmetros podem ser taxa de fluxo de fluido ou pressão diferencial entre o lado de dentro e o lado de fora do dispositivo de desvio 100 ou 110a e a rotação do dispositivo de desvio ou outro membro ou dispositivo associados com o mesmo. A FIG. 3 é um gráfico 300 que mostra a taxa de fluxo ou a pressão diferencial 310 ao longo do eixo vertical esquerdo 302, velocidade rotacional (RPM) 320 de um membro adequado ao longo do eixo vertical direito 304 e tempo ao longo do eixo horizontal 306. Com referência às FIGS. 2 e 3, para abrir o dispositivo de desvio 100 ou 110a, a taxa de fluxo do fluido 104 é aumentada a partir do nível da base 312 a um nível superior 314. Na medida em que a taxa de fluxo 310 é aumentada, a pressão diferencial aumenta, como mostrado pela seção em elevação 316 da curva da taxa de fluxo ou da pressão diferencial 310. Na taxa de fluxo de nível superior 314, a curva 310 se torna constante como mostrado pela seção 318. Em uma configuração, o processador 164 pode ser configurado para iniciar um relógio ou timer 369 quando a taxa de fluxo/pressão diferencial 310 alcança um nível ou valor selecionado 332 no tempo 335. Um curto tempo após iniciar o aumento da taxa de fluxo 310, tal como mostrado no tempo 340 ao longo do eixo 306, o dispositivo de desvio 100 ou outro membro associado com o mesmo é girado ao girar a coluna de perfuração na qual o dispositivo de desvio 100 ou 100a é acoplado ao valor selecionado 342. Em um aspecto, se ambos a velocidade rotacional 342 e uma de taxa de fluxo e pressão diferencial 310 ocorrerem durante um período de tempo definido (também referido aqui como o "tempo de travamento") 350, o circuito de controle 160 ativa a válvula 140, desse modo abrindo a válvula de desvio 110 ou 110a para descarregar o fluido 204 a partir do dispositivo de desvio 100 ou 100a para o lado de fora. Em um aspecto, a válvula de desvio 110 ou 110a permanece aberta desde de que a taxa de fluxo permaneça acima de determinado baixo nível selecionado, cujo nível pode ou não ser o mesmo que a taxa de fluxo de ativação 332. Em aspectos, o processador 164 pode ser configurado para fechar a válvula de desvio 110 quando a taxa de fluxo é diminuída a um nível predeterminado. No método descrito em referência à FIG. 3, a rotação da coluna pode ser interrompida, se desejado, sem, afetar a operação do dispositivo de desvio 100. A válvula de desvio 110, em tal caso, pode permanecer sobre. Nesse cenário, o fechamento da válvula de desvio 110 não é afetado por uma mudança na velocidade rotacional uma vez que a válvula de desvio 110 foi aberta. Em tal caso, o fechamento da válvula de desvio 110 dependerá da taxa de fluxo 310. Também, quando a válvula de desvio 110 ou 110a está na posição fechada e a taxa de fluxo alcança o nível superior 332 no tempo de travamento 318 e a velocidade rotacional da coluna 320 não alcança o valor selecionado 342, a válvula de desvio 110 permanece fechada.[0017] Still with reference to FIGS. 1, 2 and 2A, in aspects, the bypass valve 110 or 110a can be opened and closed repeatedly during the use of the bypass device 100 at the bottom of the well. The bypass valve 110 or 110a can be opened and closed using one or more parameters or characteristics. In a particular configuration, the parameters may be fluid flow rate or differential pressure between the inside and outside of the bypass device 100 or 110a and the rotation of the bypass device or other member or device associated with it . FIG. 3 is a graph 300 showing the flow rate or differential pressure 310 along the left vertical axis 302, rotational speed (RPM) 320 of a suitable member along the right vertical axis 304 and time along the horizontal axis 306. With reference to FIGS. 2 and 3, to open the bypass device 100 or 110a, the fluid flow rate 104 is increased from the base level 312 to a higher level 314. As the flow rate 310 is increased, the pressure differential increases, as shown by the rising section 316 of the flow rate curve or differential pressure 310. At the upper level flow rate 314, curve 310 becomes constant as shown by section 318. In one configuration, processor 164 can be configured to start a clock or timer 369 when the flow rate / differential pressure 310 reaches a selected level or value 332 at time 335. A short time after starting to increase flow rate 310, as shown at time 340 next along axis 306, the bypass device 100 or another member associated with it is rotated by rotating the drill column in which the bypass device 100 or 100a is coupled to the selected value 342. In one aspect, if both the rotational speed 342 and a rate d and flow and differential pressure 310 occur during a defined period of time (also referred to here as the "lockout time") 350, control circuit 160 activates valve 140, thereby opening bypass valve 110 or 110a to discharge the fluid 204 from the bypass device 100 or 100a to the outside. In one aspect, the bypass valve 110 or 110a remains open as long as the flow rate remains above a selected low level, the level of which may or may not be the same as the activation flow rate 332. In aspects, the processor 164 can be configured to close the bypass valve 110 when the flow rate is decreased to a predetermined level. In the method described with reference to FIG. 3, the column rotation can be stopped, if desired, without affecting the operation of the bypass device 100. The bypass valve 110, in such a case, can remain on. In this scenario, the closing of the bypass valve 110 is not affected by a change in rotational speed once the bypass valve 110 has been opened. In such a case, the closing of the bypass valve 110 will depend on the flow rate 310. Also, when the bypass valve 110 or 110a is in the closed position and the flow rate reaches the upper level 332 at the lockout time 318 and the speed column 320 does not reach the selected value 342, the bypass valve 110 remains closed.

[0018] A FIG. 4 é um gráfico 400 que mostra a taxa de fluxo (ou alternativamente pressão diferencial) em relação ao tempo. Com referência às FIGS. 2 e 4, a taxa de fluxo ou alternativamente a pressão diferencial 410 entre o lado de dentro e o lado de fora do dispositivo de desvio 100 ou 100a é traçado ao longo do eixo vertical 402 e o tempo 435 é traçado ao longo do eixo horizontal 404. Para abrir a válvula de desvio 110 ou 110a, no tempo 414 a taxa de fluxo 410 é aumentada de modo que a mesma passa um nível de ativação 440 no tempo 335 e alcança um valor superior 424. O processador 164 inicia o relógio de tempo 369 no tempo 335 quando a taxa de fluxo ou a pressão diferencial 410 alcança o nível de ativação ou o limiar 440 e inicia a contagem do tempo de travamento ou período de tempo 450. Em outro aspectos, o tempo de travamento 450 pode ser iniciado antes de ou após a taxa de fluxo alcançar o limiar de ativação 440. Em um determinado tempo após o tempo de travamento 450 ter iniciado, a taxa de fluxo ou a pressão diferencial 410 é reduzida de modo que a taxa de fluxo ou a pressão diferencial 410 cai abaixo do nível mais baixo (também referido como o limiar inferior) 442. Em um aspecto, se o circuito de controle 160 determina que a taxa de fluxo ou a pressão diferencial 410 atravessou o limiar de ativação 440 e o limiar inferior 442 dentro do tempo de travamento 450, o mesmo ativa a válvula de desvio 110. Em outro aspecto, a taxa de fluxo ou a pressão diferencial 410 pode ser aumentada no tempo 437 após a mesma atravessar o limiar inferior no tempo 437 para fazer com que ele atravesse o limiar de ativação 440 no tempo 438 dentro do tempo de travamento 450. Em tal caso, o circuito de controle 160 pode ser configurado para abrir a válvula de desvio 110 ou 110a quando a taxa de fluxo ou a pressão diferencial cruzam o limiar de ativação, o limiar mais baixo e mais uma vez o limiar de ativação dentro do tempo de travamento 450. Assim no primeiro caso, o padrão de fluxo usado pelo circuito de controle 160 para abrir a válvula inclui o cruzamento do limiar de ativação e o limiar inferior dentro do tempo de travamento. No segundo caso, o padrão de fluxo inclui cruzar o limiar de ativação, o limiar mais baixo e então limiar de ativação dentro do tempo de travamento. Outros padrões de fluxo podem também ser usados dentro de um tempo de travamento para abrir a válvula de desvio 110 ou 110a. Se a válvula de desvio está fechada e o circuito de controle detecta que a taxa de fluxo atravessou o limiar de ativação mas o padrão definido de fluxo não ocorreu no tempo de travamento, o circuito de controle 160 não abrirá a válvula de desvio 110 ou 110a.[0018] FIG. 4 is a graph 400 showing the flow rate (or alternatively differential pressure) in relation to time. With reference to FIGS. 2 and 4, the flow rate or alternatively the differential pressure 410 between the inside and outside of the bypass device 100 or 100a is plotted along the vertical axis 402 and time 435 is plotted along the horizontal axis 404. To open the bypass valve 110 or 110a, at time 414 the flow rate 410 is increased so that it passes an activation level 440 at time 335 and reaches a higher value 424. Processor 164 starts the clock. time 369 in time 335 when the flow rate or differential pressure 410 reaches the activation level or threshold 440 and starts counting the lockout time or time period 450. In other respects, lockout time 450 can be initiated before or after the flow rate reaches the activation threshold 440. At a certain time after the lockout time 450 has started, the flow rate or differential pressure 410 is reduced so that the flow rate or differential pressure 410 falls below the lowest level (t also referred to as the lower threshold) 442. In one aspect, if the control circuit 160 determines that the flow rate or differential pressure 410 has crossed the activation threshold 440 and the lower threshold 442 within the lockout time 450, the same activates the bypass valve 110. In another aspect, the flow rate or differential pressure 410 can be increased in time 437 after it crosses the lower threshold in time 437 to make it cross the activation threshold 440 in time 438 within lockout time 450. In such a case, control circuit 160 can be configured to open bypass valve 110 or 110a when the flow rate or differential pressure crosses the activation threshold, the lowest threshold and one more the activation threshold within the lockout time 450. So in the first case, the flow pattern used by the control circuit 160 to open the valve includes crossing the activation threshold and the lower threshold within the locking time . In the second case, the flow pattern includes crossing the activation threshold, the lowest threshold and then the activation threshold within the lockout time. Other flow patterns can also be used within a lockout time to open the bypass valve 110 or 110a. If the bypass valve is closed and the control circuit detects that the flow rate has crossed the activation threshold but the defined flow pattern did not occur at the lockout time, the control circuit 160 will not open the bypass valve 110 or 110a .

[0019] Um dispositivo de desvio produzido de acordo com uma modalidade da invenção pode ser utilizado em qualquer coluna de perfuração para desviar um fluxo que flui através da coluna de perfuração para o anel do furo de poço durante a perfuração de um furo de poço. A FIG. 5 mostra um exemplo de coluna de perfuração 500 na qual o dispositivo de desvio, tal como o dispositivo 100 mostrado na FIG. 1, é disposto acima de ou na parte superior do poço de um exemplo de conjunto de perfuração 520. A coluna de perfuração 500 é mostrada posicionada em um furo de poço 502 sendo formado em uma formação 504. Os exemplos de coluna de perfuração 500 incluem uma coluna interna 510 e uma coluna externa 560. A coluna interna 510 inclui uma ponta de broca piloto 505 fixada à extremidade de fundo de um conjunto de fundo do poço 520 que inclui uma variedade de sensor 512 para proporcionar informação sobre as operações de perfuração e as propriedades da formação 504. A coluna interna 510 percorre através de dentro da coluna externa 560. A coluna interna 510 é fixada à coluna externa 560 em um local 562 usando uma fixação adequada dentro da coluna externa 560 de modo que a ponta de broca piloto 505 e os sensores 512 se estendem para fora a partir da coluna externa 560. O conjunto de fundo do poço 512 também pode incluir um dispositivo de orientação 528 configurado para direcionar a ponta de broca piloto 505 em uma direção particular para perfurar um furo de poço desviado. Em um aspecto, o dispositivo de orientação 528 pode incluir uma série de membros de aplicação de força que operam independentemente ou nervuras que aplicam forças variáveis na parede do furo de poço para criar um vetor de força ao longo de uma direção selecionada para direcionar a ponta de broca piloto 505 ao longo da direção selecionada. Qualquer outro dispositivo de orientação pode também ser usado com o objetivo dessa invenção. Os referidos dispositivos de orientação e sensores 512 são conhecidos e assim não são descritos em detalhes aqui. A coluna interna 510 também inclui uma unidade de geração de energia e telemetria 530 que proporciona energia aos diversos componentes do conjunto de fundo do poço 520 e uma comunicação de dados de duas vias entre o conjunto de fundo do poço 520 e o equipamento de superfície. A coluna externa 560 inclui uma ponta de broca de escareação 570 na extremidade de fundo da mesma. A ponta de broca de escareação 570 é maior em tamanho do que a ponta de broca piloto 505 e é usada para ampliar o furo de poço perfurado pela ponta de broca piloto 505. Em uma modalidade, o dispositivo de desvio 100 pode ser fixado em uma extremidade superior 525 da coluna externa 560. A coluna externa é conectada a um tubo de perfuração ou elemento tubular de perfuração 570. O elemento tubular de perfuração 575 pode ser girado na superfície para girar a ponta de broca 505 e a ponta de broca de escareação 570 para formar o furo de poço 502. O ponta de broca de escareação 570 é maior do que a dimensão externa do elemento tubular 564, que forma um anel 566 entre a coluna externa 560 e o furo de poço 502. Durante a perfuração do furo de poço 502, o fluido de perfuração 104 é fornecido sob pressão a partir da superfície, cujo fluido descarrega no fundo da ponta de broca piloto 505 e retorna para a superfície por meio do anel 502. Quando desejado, o dispositivo de desvio 100 ou 100a é ativado para desviar ou desviar a porção 204 do fluido 104 a partir de dentro da coluna interna 510 para o anel 502 da maneira descrita em referência às FIGS. 1-4.[0019] A diversion device produced in accordance with an embodiment of the invention can be used in any drill column to divert a flow that flows through the drill column to the well hole ring during the drilling of a well hole. FIG. 5 shows an example of drill column 500 in which the bypass device, such as the device 100 shown in FIG. 1, is arranged above or in the upper part of the well of an example of drilling set 520. The drill column 500 is shown positioned in a well hole 502 being formed in a formation 504. Examples of drill column 500 include an inner column 510 and an outer column 560. The inner column 510 includes a pilot drill tip 505 attached to the bottom end of a well-bottom assembly 520 that includes a variety of sensor 512 to provide information on drilling operations and the properties of formation 504. The inner column 510 runs through the inside of the outer column 560. The inner column 510 is attached to the outer column 560 at a location 562 using a suitable fixation inside the outer column 560 so that the pilot drill tip 505 and the sensors 512 extend outwardly from the outer column 560. The well-bottom assembly 512 may also include a guidance device 528 configured to direct the drill bit p iloto 505 in a particular direction to drill a bypassed borehole. In one aspect, the guidance device 528 can include a series of independently operating force members or ribs that apply variable forces to the well hole wall to create a force vector along a selected direction to direct the tip pilot drill bit 505 along the selected direction. Any other guidance device can also be used for the purpose of this invention. Said guidance devices and sensors 512 are known and are thus not described in detail here. The internal column 510 also includes a power generation and telemetry unit 530 that supplies power to the various components of the downhole assembly 520 and a two-way data communication between the downhole assembly 520 and the surface equipment. The outer column 560 includes a countersink bit tip 570 at the bottom end thereof. The countersink drill bit 570 is larger in size than the pilot drill tip 505 and is used to enlarge the well hole drilled by the pilot drill tip 505. In one embodiment, the bypass device 100 can be attached to a upper end 525 of outer column 560. The outer column is connected to a drill pipe or tubular drill element 570. Tubular drill element 575 can be rotated on the surface to rotate drill bit 505 and countersink drill tip 570 to form well hole 502. Countersink bit tip 570 is larger than the outer dimension of tubular element 564, which forms a ring 566 between outer column 560 and well hole 502. While drilling the hole well 502, drilling fluid 104 is delivered under pressure from the surface, the fluid of which discharges to the bottom of the pilot drill tip 505 and returns to the surface via ring 502. When desired, bypass device 100 or 100a is active for diverting or diverting the portion 204 of the fluid 104 from within the inner column 510 to the ring 502 in the manner described with reference to FIGS. 1-4.

[0020] Em aspectos, o uso de um dispositivo de desvio produzido de acordo com uma modalidade da invenção faz com que fluido flua através do anel na parte superior do poço da ponta de broca piloto 505 e a ponta de broca de escareação 570. O fluido desviado 204 ajuda o fluxo de cascalho de rochas produzido pela ponta de broca piloto 505 e a ponta de broca de escareação 570 através do anel 502 e assim aprimora a limpeza do furo durante a perfuração do furo de poço 504. Como observado acima, o dispositivo de desvio 100 ou 100a pode ser repetidamente ativado e desativado, como desejado, durante a perfuração do furo de poço. Em outros aspectos, as modalidades da coluna de perfuração produzidas de acordo com a invenção pode incluir uma passagem através do dispositivo de desvio 100 ou 100a de suficientes dimensões de modo que um dispositivo de ativação, tal como uma esfera de queda, pode ser lançada a partir da superfície para ajustar ou ativar um dispositivo, tal como uma ferramenta de ajuste, abaixo (ou no fundo do poço de) do dispositivo de desvio 100 ou 100A. Assim, na configuração da FIG. 5, o furo de poço pode ser perfurado com um revestimento direcionável, a limpeza de poço realizada por um dispositivo de desvio e um dispositivo no fundo do poço do dispositivo de desvio pode ser ativado por um dispositivo de ativação, tal como uma esfera de queda. Em outros aspectos, se desviar de modo controlado o fluido de perfuração dentro do anel permite o controle da densidade de circulação equivalente ("ECD") no fundo do furo de poço. O fluxo de fluido aprimorado através do anel também pode reduzir a temperatura do conjunto de fundo do poço 130 (FIG. 2). Adicionalmente, uma vez que o dispositivo de desvio 100 ou 100a pode ser ativado e desativado a qualquer momento (repetidamente), o fluxo de desvio pode ser fechado quando se realiza as funções, tal como ancoragem da perfuração revestimento no furo de poço, cimentagem do anel na medida em que o desvio de fluido pode ser resumido para a limpeza do furo ou controle de ECD durante a perfuração do furo de poço. Os métodos e as modalidades descritas aqui podem alcançar alta pressão diferencial através do dispositivo de desvio 100 ou 100a, tal como 200 bars. Em aspectos, os dispositivos descritos aqui podem ser operados com uma elevada taxa de fluxo de fluido total, tal como uma taxa de fluxo de fluido total de 2500 litros por minuto (LPM) e uma taxa de fluxo de fluido de coluna interna de 1200LPM. A referida configuração pode permitir um desvio de taxa de fluxo de fluido de 1300LPM. Adicionalmente, as modalidades e métodos descritos aqui utilizam parâmetros operacionais como sinais para a ativação e a desativação do fluxo de desvio, tal como a taxa de fluxo de fluido, pressão diferencial, e velocidade rotacional da coluna. Em outros aspectos, a ativação do dispositivo de desvio pode ser definida por qualquer combinação de sinais, tal como taxa de fluxo de fluido mais RPM da coluna, uma taxa padrão de fluxo em um tempo de travamento, etc. Como observado acima, os aparelhos e métodos descritos aqui proporcionam a ativação a pedido do dispositivo de desvio por utilizar medições produzidas por sensores no fundo do poço em resposta aos enviados da superfície.[0020] In aspects, the use of a diversion device produced according to one embodiment of the invention causes fluid to flow through the ring at the top of the pilot drill tip 505 and the countersink drill tip 570. The Bypassed fluid 204 aids the flow of rock gravel produced by pilot drill tip 505 and countersink drill tip 570 through ring 502 and thus improves hole cleanliness when drilling well hole 504. As noted above, the bypass device 100 or 100a can be repeatedly activated and deactivated, as desired, during drilling of the well hole. In other respects, the drill string arrangements produced in accordance with the invention may include a passage through the bypass device 100 or 100a of sufficient dimensions so that an activation device, such as a falling sphere, can be launched at from the surface to adjust or activate a device, such as an adjustment tool, below (or at the bottom of) the bypass device 100 or 100A. Thus, in the configuration of FIG. 5, the well hole can be drilled with a steerable liner, the well cleaning performed by a bypass device and a device at the bottom of the well of the bypass device can be activated by an activation device, such as a drop ball . In other respects, if the drilling fluid within the ring deviates in a controlled manner, it allows the control of the equivalent circulation density ("ECD") at the bottom of the borehole. The improved fluid flow through the ring can also reduce the temperature of the well bottom assembly 130 (FIG. 2). In addition, since the bypass device 100 or 100a can be activated and deactivated at any time (repeatedly), the bypass flow can be closed when performing the functions, such as anchoring the drilling hole in the well hole, cementing the well. ring in that fluid diversion can be summarized for hole cleaning or ECD control during well hole drilling. The methods and modalities described here can achieve high differential pressure through the bypass device 100 or 100a, such as 200 bars. In aspects, the devices described here can be operated with a high total fluid flow rate, such as a total fluid flow rate of 2500 liters per minute (LPM) and an internal column fluid flow rate of 1200LPM. Said configuration can allow a fluid flow rate deviation of 1300LPM. In addition, the modalities and methods described here use operational parameters as signals for the activation and deactivation of the bypass flow, such as the fluid flow rate, differential pressure, and rotational speed of the column. In other respects, the activation of the bypass device can be defined by any combination of signals, such as fluid flow rate plus column RPM, a standard flow rate at a lockout time, etc. As noted above, the devices and methods described here provide activation upon request of the bypass device by using measurements produced by sensors at the bottom of the well in response to those sent from the surface.

[0021] Embora a invenção anterior seja direcionada para as modalidades preferidas da invenção, diversas modificações serão aparentes para aqueles versados na técnica. Pretende-se que todas as variações dentro do âmbito e espírito das reivindicações em anexo sejam englobadas pela invenção precedente.[0021] Although the prior invention is directed to the preferred embodiments of the invention, several modifications will be apparent to those skilled in the art. All variations within the scope and spirit of the appended claims are intended to be encompassed by the preceding invention.

Claims

1. Method of drilling a well hole, including: drilling the well hole with a drilling column that includes a by-pass device having a fluid passage (101) through it supplying a fluid (104) through the diversion device at a first flow rate, in which the drilling fluid circulates to a surface location by means of a ring between the drilling column and the well hole; changing the flow rate of the fluid to a second flow rate; and define a period of time; the method characterized by: rotating the bypass device; detecting at the bottom of the well the rotation of the diversion device and one among the second flow rate and a differential pressure; and activating the bypass device to divert a portion of the fluid to the ring when the rotation of the bypass device and one of the flow rate and differential pressure are present during the defined period of time.

2. Method according to claim 1, characterized by the fact that detecting the rotation of the deflection device still comprises detecting the rotation of the deflection device at a selected rotational speed.

3. Method, according to claim 2, characterized by the fact that it still comprises changing the rotation of the deviation device without deactivating the deviation device.

4. Method according to claim 1, characterized by the fact that it further comprises reducing the flow rate of the fluid to disable the by-pass device while the fluid continues to flow to drill the well bore.

5. Method, according to claim 1, characterized by the fact that it still comprises starting the defined period of time when the fluid flow rate reaches a selected level.

6. Method according to claim 1, characterized by the fact that it further comprises carrying an activation device through the bypass device to activate a device in the downhole of the bypass device.

7. Apparatus for use in a well hole at the bottom of the well, characterized by the fact that it comprises: a bypass device (100) having a passage (101), in which the bypass device (100) is configured to pass a fluid (104) supplied to it through passage (101) when it is in a closed position and deflecting a portion of the fluid to a ring between the by-pass device (100) and the well bore when it is in a position open; a first sensor configured to determine one of a flow rate and differential pressure between the fluid in the bypass device (100) and the ring; a second sensor configured to determine a rotation of the bypass device; and a controller configured to open the bypass device (100) to divert the fluid portion from the bypass device (100) to the ring when the rotation of the bypass device and one of the flow rate and differential pressure occurs within of a selected time period.

8. Apparatus according to claim 7, characterized by the fact that the bypass device (100) still comprises a bypass valve (110), a hydraulic power unit for opening and closing the bypass valve (110) and wherein the controller is further configured to control the hydraulic power unit to open and close the bypass valve (110).

9. Apparatus according to claim 7, characterized by the fact that the controller is further configured to determine when the rotation occurs within the selected time period.

10. Apparatus, according to claim 7, characterized by the fact that the controller includes a processor configured to: adjust the time period in response to one of the flow rate and differential pressure; open the bypass device when the rotation of the bypass device and one of the flow rate and differential pressure occur within the selected time period.